Energy Only Markt vs. Alternative Konzepte >> ÜBERSCHRIFT Optionen für das zukünftige Strommarktdesign in Deutschland FH KUFSTEIN 13. Symposium Energieinnovation, Graz/Austria Stefan Unteregger 13.02.2014
Gliederung Einführung Ausgangssituation Problemstellung und Forschungsfrage Methodik Ergebnisse Fazit
Die stilllegungsbedrohten hocheffizienten GuDAnlagen Irsching 4 & 5 wurden vom ÜNB TenneT aufgrund der Systemrelevanz kontrahiert Einführung GuD-Kraftwerk Irsching 5 wird in Betrieb genommen: Nettoleistung: 845 MW Wirkungsgrad: 59,7 % GuD-Kraftwerk Irsching 4 wird vollständig in Betrieb genommen: Nettoleistung: 550 MW GuD-Kraftwerk mit weltweit höchstem Wirkungsgrad: 60,4 % 2010 Quelle: E.On Website 2011 E.On will die Kraftwerksblöcke Irsching 4 und 5 stilllegen, da ein wirtschaftlicher Betrieb unter den derzeitigen Rahmenbedingungen nicht möglich ist: Für 2013 rechnet man mit lediglich 1.000-2.000 anstatt der erwarteten 4.000-6.000 Volllaststunden 2012 E.On gibt bekannt, dass der Netzbetreiber Tennet auf Drängen der BNetzA für die kommenden drei Jahre die Betriebshoheit über Irsching 4 und 5 erhält, um das Energienetz stabilisieren zu können. Im Gegenzug bekommen die Eigentümer je Block einen zweistelligen Millionenbetrag pro Jahr 2013
Der fortschreitende Ausbau der EE stellt die deutsche Energiewirtschaft vor große marktwirtschaftliche Herausforderungen Ausgangssituation Fortschreitender EEAusbau stellt die deutsche Energiewirtschaft vor zahlreichen technologischtechnischen, aber vor allem auch marktwirtschaftlichen Herausforderungen EE-Förderung mit gesicherten Einspeisetarifen und vorrangigem Einspeiserecht Zukünftige Vorhaltung ausreichender gesicherter Kraftwerksleistung ist gefährdet führt dazu, dass ein zunehmend großer Teil des erzeugten Stromes der wettbewerblichen Preisbildung entzogen wird da konventionelle Kraftwerke derzeit am Energy Only Markt (EOM), in welchem ausschließlich die Stromerzeugung vergütet wird, sinkende Volllaststunden und Deckungsbeiträge erzielen
Aus den drei identifizierten Kernproblemen/-fragen wurde die Forschungsfrage abgeleitet Problemstellung & Forschungsfrage Kernprobleme/-fragen Können die EE erfolgreich in einen Energy Only Markt integriert werden und mittel- bis langfristig ohne feste Einspeisevergütungen am Markt bestehen? Werden konventionelle Kraftwerke in einem Energy Only Markt nach heutigem Verständnis in Zukunft noch am Markt bestehen können und wie kann gewährleistet werden, dass weiterhin in konventionelle Kraftwerke investiert wird? Ist die reine Vergütung von Energiemengen noch zukunftsfähig, oder muss eine Ausweitung des Vergütungssystems hin zu anderen Qualitäten, wie Leistung und Flexibilität, erfolgen? Forschungsfrage "Ist ein Energy Only Markt nach heutigem Verständnis, vor dem Hintergrund des zunehmenden Ausbaus der erneuerbaren Energien und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, langfristig noch geeignet oder sind Alternativ- bzw. Parallelkonzepte in Betracht zu ziehen?"
Die Bearbeitung des Themas erfolgte in drei methodischen Stufen: Literaturrecherche Szenariobildung Vergleichende Analyse Methodik 3 Vergleichende Analyse 2 Szenariobildung 1 Literaturrecherche Theoretische Grundlagen der Stromversorgung und der Strompreisbildung, sowie der energiepolitischen Ziele und der Entwicklung der Erzeugungsstruktur Modellierung der Auswirkungen der zukünftigen Erzeugungsstruktur auf die Kraftwerkseinsatzplanung (Residuallastkurve und Merit Order) à Zwischenfazit EOM Gegenüberstellung verschiedener Fördersysteme für EE und verschiedener Parallelkonzepte zum EOM anhand definierter Parameter à Vorschlag Gesamtmarktdesign
Der Energy Only Markt kann den bestehenden Herausforderungen langfristig nicht gerecht werden Ergebnisse: Zwischenfazit EOM Erneuerbare Energien werden trotz des zunehmenden Ausbaus langfristig nur bedingt in einen Wettbewerb treten und in den EOM integriert werden können: Keine variablen Erzeugungskosten Gestehungskosten noch deutlich oberhalb konv. KW Keine gesicherte Erzeugung Konventionelle Kraftwerke können nicht mehr ausreichend Deckungsbeiträge erzielen, obwohl sie für die Versorgungssicherheit von zentraler Bedeutung sind: Wenige Stunden mit extremen Preisspitzen politisch nicht gewollt Bereits zahlreiche Projekte verschoben oder abgesagt Die Qualitäten gesicherte Leistung und Flexibilität werden an Bedeutung gewinnen, können aber in einem EOM nicht hinreichend gefördert werden: Kapazität und Flexibilität muss einen monetären Wert erhalten Erzeugungs- und Verbrauchsseite muss berücksichtigt werden Ein EOM kann weder die Integration der EE noch die Investitionen in konventionelle Kraftwerkskapazitäten zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit langfristig gewährleisten
Die Förderung der EE sollte in Zukunft nicht mehr preisreguliert sondern mengenreguliert erfolgen Ergebnisse: Zukünftige Ausgestaltung der EE-Förderung (1/2) Zunehmend großer Anteil der Stromerzeugung wird einer wettbewerblichen Preisbildung entzogen Die EEG-Umlage übertrifft bereits heute die Base-Preise an der EEX Der mit dem EEG 2012 eingeführte Mechanismus der Direktvermarktung in Form des Marktprämienmodells (inkl. Flexibilitätsprämie) hat eine erste Marktannäherung der EE bewirkt à Die Möglichkeiten dieser neuen Mechanismen hinsichtlich Schaffung eines zunehmenden Wettbewerbs innerhalb der EE, sowie einer langfristigen marktbasierten Förderung der EE, sind begrenzt Ein Übergang von einem preisregulierten zu einem mengenregulierten Fördersystem sollte angestrebt werden Ausschreibungsmodell Quotenmodell
Mittelfristig kann mit einem Ausschreibungsmodell der Wettbewerb zwischen den EE sowie deren Marktintegration gefördert werden Ergebnisse: Zukünftige Ausgestaltung der EE-Förderung (2/2) Ausschreibungsmodell Quotenmodell Vorteile: Vorteile: Kurzfristig implementierbar Schafft Wettbewerb zwischen EE-Technologien und fördert kostenoptimalen Ausbau Schafft Wettbewerb zwischen EE-Technologien und fördert kostenoptimalen Ausbau Ermöglicht weitestgehende Marktintegration Gibt ausreichend Investitionssicherheit und sichert somit den weiteren Ausbau der EE Schafft Anreize zur bedarfsgerechten Erzeugung g Ausgestaltung: Ausgestaltung: Möglichst keine Sonderregelungen und technologiespezifischen Ausschreibungen Vorbild "Schwedisches Modell" Ausschreibung nach Anlagenklassengröße um dezentrale Anlagen (hier insb. PV) und Offshore weiterhin zu fördern Prüfung einer Umsetzung auf EU-Ebene Wenige Sonderregelungen Verpflichtende Direktvermarktung zur Marktintegration kurzfristig mittelfristig langfristig
Aktuell stehen vier Kapazitätsmechanismen als Parallelkonzept zum EOM zur Diskussion Ergebnisse: Parallelkonzepte zum EOM (1/3) Parallelkonzepte 1 Strategische Reserve Kurzbeschreibung Durch eine zentrale Instanz wird stilllegungsbedrohte Kraftwerkskapazität kontrahiert, welche lediglich in Knappheitssituationen eingesetzt wird Modell kann als Brückenlösung interessant sein 2 Umfassender Kapazitätsmarkt 3 Fokussierter Kapazitätsmarkt 4 Dezentraler Kapazitätsmarkt Durch eine zentrale Instanz wird Kapazität in Form von Versorgungssicherheitsverträgen ausgeschrieben und über eine Kapazitätsauktion kontrahiert Alle Bestandsanlagen müssen an der Ausschreibung teilnehmen - zusätzlich können Speicher, flexible Nachfrager, sowie Neukraftwerke teilnehmen Bestimmung und Auktionierung der benötigten Kapazitätsmenge durch BNetzA mit Unterstützung der ÜNBs Adressiert werden stilllegungsgefährdete Bestandsanlagen und Neuanlagen, sowie flexible Nachfrager Die Kapazitätssicherung und -zahlung wird vom Markt selbst vollzogen Umfassender Leistungsmarkt welcher auf Basis handelbarer Zertifikate funktioniert und an dem alle Anbieter gesicherter Leistung partizipieren können
Der fokussierte Kapazitätsmarkt stellt mit Blick auf das Zieldreieck der Energiewirtschaft das beste zur Diskussion stehende Konzept dar Ergebnisse: Parallelkonzepte zum EOM (2/3) Bewertung der analysierten Parallelkonzepte Kommentare In Summe stellt der fokussierte Kapazitätsmarkt das beste Konzept dar: Kurzfristig implementierbar und wirksam, da stilllegungsbedrohte Anlagen und DSM-Maßnahmen gefördert werden Gewährleistet langfristige Versorgungssicherheit durch die separate Förderung effizienter neuer Kraftwerkstechnologien Wird dadurch dem Anspruch eines klimaeffizienten Umbaus der Stromversorgung gerecht
Neben der Teilnahme stilllegungsbedrohter Kraftwerke und neuer Kraftwerke, sollen auch DSMMaßnahmen, Speicher und EE adressiert werden Ergebnisse: Parallelkonzepte zum EOM (3/3) Vorgeschlagene Ausgestaltung eines fokussierten Kapazitätsmarktes Die Kapazitätsbestimmung sowie die Auktionierung erfolgt zentral Der Zuschlag sollte zum Gebotspreis und nicht zum Market Clearing Preis erfolgen Die Kosten sollen über eine Umlage auf den Endkunden übertragen werden Der Fokus soll zunächst auf stilllegungsbedrohte (effiziente) Bestandsanlagen und auf verschiebbare Lasten liegen, da diese Potentiale kurzfristig und kostengünstig nutzbar sind Bei der Ausschreibung neuer Kapazitäten sollen Vorgaben in Bezug auf Flexibilitäts- und Emissionsparameter gemacht werden, um den zukünftigen Marktanforderungen und den klimapolitischen Zielen der Bundesregierung gerecht werden zu können Speichertechnologien sollen expliziter angesprochen werden, da sie durch Aufnahme von Überschussstrom aus EE neben positiver auch negative Flexibilität bieten Die Teilnahme steuerbarer EE soll auch forciert werden, mit dem Ziel diese zunehmend zu flexibilisieren und den Bedarf an konventioneller Leistung langfristig zu senken
Der EOM soll kurz- bis mittelfristig von einem fokussierten Kapazitätsmarkt und einem Ausschreibungsmodell für EE flankiert werden Fazit Vorschlag für ein Gesamtmarktdesign Kommentare Kurz-/mittelfristige Lösung: Fortbestand des Energy "Only" Marktes als zentrales Kernelement des Strommarktes Einführung eines Ausschreibungs-modells für erneuerbare Energien mit Direktvermarktungsmechanismen Einführung eines fokussierten Kapazitätsmarktes, welcher den Qualitäten "gesicherte Leistung" und "Flexibilität" einen Preis gibt den Erhalt und den Zubau ausreichender gesicherter (konventioneller) Kraftwerksleistung fördert Koordination durch zentrale Stelle Mögliche langfristige Lösung: Prüfung einer Übertragung der Aufgaben des zentralen Koordinators auf die Vertriebsunternehmen à Quotensystem für EE und dezentraler Leistungsmarkt)